辽河油区三次采油技术应用研究(5)

求。但由于“九五”期间油价曾一度下跌，而在当时油价下，开展两个工业化矿场试验在经济上不可行，因此，两个试验没能如期开展。 3.1.6经验与教训

3.1.6.1锦16块东部聚合物驱先导试验主要出现的问题及处理

出现的主要问题有： ⑴粘度降解损失严重

试验过程中，从泵站出口、井口、井底(-1 300 m)整个流程进行粘度监测，粘度损失在80％以上，井下1 300 m井筒内粘度只有2～8 mPa·s。影响粘度降解主要有二个方面因素：一方面是注入管线没防腐，铁离子含量高达3～7PPm，大大高于方案设计中的0.15 mg/L的要求。另一个方面是聚合物干粉本身的性能稳定性较差(分子量低——小于1 400万)。

⑵溶液粘度低，主体段塞小，层间矛盾仍然存在

由于注入地层中的聚合物溶液粘度低，注入40天后，试验区10口油井产出液中全部见到聚合物。其次，进入Ⅱ段塞末期，先后有4口采油井(23-04、2-306、23-5、1-306)采出液中聚合物浓度达到800 ppm以上。说明了低粘度注入下形成的段塞偏小，段塞形成不稳定，突破已形成。导致聚合物驱注入井吸水状况改善不大，层间矛盾仍然存在。

针对以上问题主要采取了以下措施： ⑴油套分注，改善纵向波及状况

初期由于注入液粘度损失较大，自身调剖作用就得不到体现，使动态上表现出注入剖面单层突进，产量下降，含水上升。对此，在粘度损失未解决之前，靠油套分注，改善注入井纵向波及状况。该措施实施后，效果显著，日产油上升，含水下降。三口注聚井于1993年7月分注后，吸水剖面有所改善。如锦1－6井，在分注前吸水量以Ⅱ2油层最大，相对吸量75.3％，分注后，该层的相对吸水量降为59.29％，其它层相对吸水量提高。

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⑵油管内防腐，降低铁离子含量

由于铁离子主要来源于注入流程中的管线，这些管线已使用多年，内壁的氧化腐蚀产生了大量的铁离子，对此应进行防腐，来减弱对聚合物溶液粘度的影响。该项工作只对井下注入管线进行了防腐，地面管线未进行，从防腐后的监测结果反映出，铁离子含量仍在4 mg/L以上，粘度损失仍居高不下。

⑶方案调整

针对试验过程中低粘度的注入状况，以及动态指标与原方案预测指标相差甚大的问题，进行了跟踪数模及方案调整，调整后，注聚量由原方案的510 m3/d，上调为600 m3/d，主要是调整了1－105井组的注聚量，由原方案的150 m3/d，上调为240 m3/d，干粉用量由原方案的580 t增加到660 t。但段塞总体积仍为0.175 Vp。调整后按调整方案运行，动态上产油量、含水均优于调整方案指标。

⑷扩大段塞注入，弥补较小的段塞

由于段塞偏小，突破形成。针对这一问题，为了巩固已取得的驱替效果，进一步扩大了段塞的注入，将注入段塞由0.226Vp提高至0.269Vp。 3.1.6.2兴28块碱／聚合物二元驱先导试验主要出现的问题及处理

兴28块碱／聚合物二元驱试验开始的半年内（95.1～95.6）碱的注入浓度和注入液粘度与设计要求相差较大，多数情况下在2～5 mPa·s，注入井间差异较大。主要原因有以下几个方面：

⑴工艺流程要求两种液体在管线中混合，当两种母液混合时，由于聚合物溶液中凝胶含量较高，两者不能在短距离的管线中充分混合，到达注入泵入口时产出偏流，与水混合达不到注入指标要求。

⑵碱粉提升装置运行不正常，主要原因是提升装置不能正常工作，造成碱粉量时多时少，碱浓度达不到设计要求。

⑶母液与稀释水混合比例不准。高压稀释水是采用流量计计量，高压阀调节控制流量，当注入井口压力发生波动或其中一口井不正常关井，都将引

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起压力波动从而影响流量，造成流量波动，因而母液与稀释水配比例产生波动。

⑷注入泵前泵后粘度损失很大。其原因一是泵的阀体流道设计不合理，二是聚合物熟化后形成的柔性长链经泵体的剧烈剪切将长链打断，使高压泵后粘度大幅下降，平均粘度损失率高达38.4％。

针对兴28块试验站流程存在的问题，对工艺流程进行了改进。包括： ⑴改变HPAM母液与碱母液混合液混合的流程，采用碱母液先混合，再由稀释的碱液与聚合物混合到注入浓度，聚合物浓度1000 ppm，碱浓度2％，混合后的二元复合液进入储罐充分搅拌混合，达到设计要求指标，再由高压注入泵注入到井下。由于碱母液与水是在低压混合，流量调节较容易，二元复合液混合精度较高，达到设计要求。

⑵考虑碱粉上料难度较大，采用吊车吊装一次性加入碱粉，每次一吨(即每袋一吨)。每次混配l0m3，间歇混配，混配罐中和进料口处采用微负压水帘装置，以除去进料口周围飞溅的碱粉，保护环境，降低工人的劳动强度。

⑶采用三柱塞容积泵，增加泵凡耳流道面积和改变流道结构，降低柱塞往复次数、泵的往复频率。可以达到降低机械剪切的目的。

⑷采用BLH超声波在线粘度计，检测仪表不直接接触液体，在管线外部即可直接检测到管线内部的液体粘度和浓度。消除了检测误差，增加了可靠性和真实性。该仪器的精度是±l％，测量范围是0.1～l0.5 mPa·s 。压力范围不限，温度≤100℃。配上在线浓度计和在线流量计，在任一管径上都可测量其粘度、浓度和流量。 3.1.6.3先导试验主要经验

总结锦16块与兴28块先导试验主要经验，有以下几点认识： ⑴在试验过程中，连续平稳注入是成功的关键。兴28块二元驱方案设计注入方式为连续注入，而在注入初期，因为设备运转不正常，而使试验被迫停注，造成注入不连续，影响了试验效果，也延长了注入时间。兴28块设计

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注入时间为378天，而实际注完设计量用了两年零30天，比设计时间多用了1倍，这无疑是给试验的管理、评价带来了不利，增加了成本，延长了投资回收期，影响了经济效益。

⑵试验中的各项实施指标严格按方案指标执行，特别是碱、聚合物浓度及粘度。锦16块的聚合物粘度降解70%以上，影响了聚合物驱油效果。

⑶为使驱替液粘度损失尽可能减少，应合理设计工艺流程，使机械剪切降解率达到最小，保证驱替液粘度，达到驱油效果。

⑷试验区各井正常运转是关键。特别是注剂井，井况要好，以保证方案中规定的注入指标得以实现。

⑸注入水质要达到标准，特别是铁离子不应该超标。另外，对储罐、注入管线、注入管柱都要进行防铁防腐处理。

⑹及时跟踪试验进展情况。通过对试验跟踪，了解试验动态，针对问题及时调整，有利于试验效果最大程度的发挥。方案设计毕竟是一个理论上的设计，有时与实际情况有反差，因此，通过实际情况及时调整试验方案，使试验朝成功的方向发展。 3.2三次采油技术取得的成果

通过“七五”以来三次采油技术攻关，目前已基本形成了包括室内试验、方案设计、试验实施及跟踪评价等完善配套的三次采油技术。 3.2.1室内实验研究

目前，辽河油田已拥有一整套供三次采油技术研究的室内实验装置和技术软件，基本掌握了从方法筛选、机理研究到注入体系优化等一整套三次采油室内实验技术。在聚合物驱油技术、复合驱油技术、“2+3”提高采收率技术、弱凝胶调驱技术、分子膜驱油技术等多方面形成了技术优势。

⑴聚合物驱油技术

长期注水开发的油田，由于储层平面或纵向上的非均质性，使得注入水

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沿高渗透层发生突进或窜流，降低了注水开发效果。聚合物驱能够有效地增加注入液的粘度，降低油水流度比，提高注入水的波及体积，从而增加原油采收率。

目前，辽河油田已经具备了针对聚合物使用性能、增粘性、耐温性、流变性、盐敏性、热稳定性以及筛网系数、水不溶物、静态吸附量、阻力系数、残余阻力系数、驱油效率和物化性能（分子量、水解度、固含量等）进行综合评价的设备和方法，能够为用户提供一种或多种适合于某一区块的聚合物配方。其中聚合物配方应用于“锦16东区聚合物驱先导试验”取得了较好的试验效果。

⑵复合驱油技术

通过许多的EOR观察试验可知，岩心中润湿相和非润湿相残余饱和度与毛管数之间存在着对应关系，并把这种关系称为毛管驱替曲线。毛管数定义为：Nc=μ×υ／σ。岩心中的剩余油饱和度随着毛管数的增加而减少。因此，多数的化学提高采收率技术均是依靠增加毛管数来实现的。复合驱中聚合物的作用是增加溶液粘度，降低油水流度比；表面活性剂和碱的作用是降低体系与原油的界面张力。因此，复合体系的微观作用机理就是增加岩心中的毛管数。

辽河油田通过复合驱微观驱油机理、化学剂在油层中的吸附滞留损失、复合体系注入配方及注入方式、技术经济评价等多方面研究，先后完成了“兴28块碱/聚合物筛选协同效应”、“兴28块碱/聚合物驱油效率研究”、“辽河油田碱/聚合物驱油体系及机理研究”、“碱/聚合物驱油体系对油层伤害及保护措施研究”、“二元复合驱结垢趋势预测与防护技术研究”等多个专项研究。其中碱/聚合物二元复合驱配方应用于“兴28块碱/聚合物二元复合驱先导试验”，取得了较好的试验效果。

⑶弱凝胶调驱技术

单独选用聚丙烯酰胺，在注入过程中，易产生机械、化学、生物等诸多

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